RU2135549C1 - Способ получения средних дистиллатов и базовых масел - Google Patents

Способ получения средних дистиллатов и базовых масел Download PDF

Info

Publication number
RU2135549C1
RU2135549C1 RU94037956A RU94037956A RU2135549C1 RU 2135549 C1 RU2135549 C1 RU 2135549C1 RU 94037956 A RU94037956 A RU 94037956A RU 94037956 A RU94037956 A RU 94037956A RU 2135549 C1 RU2135549 C1 RU 2135549C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stage
group
catalyst
oxide
metal
Prior art date
Application number
RU94037956A
Other languages
English (en)
Other versions
RU94037956A (ru
Inventor
Бийон Ален
Перье Жан-Пьер
Бижар Пьер-Анри
Original Assignee
Энститю Франсэ Дю Петроль
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=9452297&utm_source=***_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2135549(C1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Энститю Франсэ Дю Петроль filed Critical Энститю Франсэ Дю Петроль
Publication of RU94037956A publication Critical patent/RU94037956A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2135549C1 publication Critical patent/RU2135549C1/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of catalytic cracking in the absence of hydrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • C10G45/10—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing platinum group metals or compounds thereof

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Catalysts (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Сущность: тяжелые углеводородные нефтяные фракции контактируют на первой стадии с катализатором, содержащим на аморфном носителе по крайней мере один элемент группы IV и по крайней мере один элемент группы VIII при 350-430oC, давлении 5-20 МПа, часовой пространственной скорости 0,1-5,0 ч-1 и объемном отношении водород/углеводороды 150-2000. Продукт первой стадии контактируют на второй стадии с катализатором, содержащим на носителе по крайней мере один элемент VI группы, по крайней мере один элемент VIII группы, цеолит V при температуре 350-430oС, давлении 5-20 МПа, часовой пространственной скорости 0,1-5,0 ч-1. Полученный продукт фракционируют на средние дистиллаты и остаток, содержащий базовые масла. Технический результат - получение большой гаммы базовых масел и повышение качества средних дистиллатов. 16 з.п.ф-лы, 2 табл.

Description

Изобретение относится к одновременному получению из тяжелых нефтяных фракций средних дистиллатов и базовых масел с высокой вязкостью, т.е. масел, имеющих индексы вязкости (И.В.) в интервале 95 - 150, а более конкретно, в интервале 120- 140, в качестве загрузки используя фракции с точкой кипения выше 380oC, например вакуумные дистиллаты, деасфальтированные масла или их смеси.
Известны способы получения базовых масел из указанных выше загрузок либо путем экстракции (например, фурфуролом), либо гидроочисткой.
В этом последнем случае используют аморфные катализаторы, содержащие никель и молибден, нанесенные на оксид алюминия или алюмосиликат (французский патент FR-A-I 465372).
Также известен двустадийный метод его реализации на двух различных катализаторах. Так, в патенте США 3642612 загрузку обрабатывают в присутствии водорода на первом катализаторе, содержащем металлы VI и VIII групп, нанесенные на слабокислый носитель /оксид алюминия/, потом на втором катализаторе, содержащем также металлы VI и VIII групп, но нанесенные на более кислый носитель (алюмосиликат).
Предлагалось получать базовые масла с VI, по крайней мере аналогичных получаемым в способе на аморфных катализаторах, но обладающих более высокими вязкостями /по сравнению со способом на аморфных катализаторах/, путем изоконверсии дистиллатов.
Другими словами, этот способ позволяет получать больше средних дистиллатов, сохранив полностью характеристики масел.
Заявитель разработал новый способ получения масел, применимый к различным фракциям и позволяющий регулировать конверсию и вязкость.
Более конкретно, изобретение относится к способу получения средних дистиллатов и базовых масел, имеющих коэффициент вязкости 95 - 150 путем обработки тяжелых углеводородных нефтяных фракций с температурой кипения выше 380oC, заключающемуся в том, что на первой стадии фракцию контактируют в присутствии водорода по крайней мере с одним катализатором, содержащим на аморфном носителе по крайней мере один элемент группы VI и по крайней мере один элемент группы VIII, при температуре от 350 до 430oC, при давлении 5 - 20 МПа, с пространственной скоростью между 0,1 и 5 час-1 и таком количестве введенного водорода, что и объемное отношение водород/углеводород составляет 150 и 2000, полученный продукт контактируют на второй стадии с катализатором, содержащим носитель, по крайней мере один элемент группы VI, по крайней мере один элемент группы VIII и один цеолит V при температуре между 350 - 430oC, давлении между 5 и 20 МПа, пространственной скорости между 0,1 и 5 час-1, и продукт, выходящий с указанной второй стадии, фракционируют, с одной стороны, на средние дистиллаты, а с другой стороны, на остаток, содержащий базовые масла.
На первой стадии способа загрузку и введенный водород контактируют с первым катализатором. Количество вводимого водорода является таким, что объемное отношение H2/углеводороды находится между 150 и 2000, предпочтительно 500 - 1500.
Катализатор первой стадии в основном состоит из носителя нецеолитного типа и по крайней мере одного металла или соединения металла, обладающего гидро-дегидрирующим действием.
Носитель предпочтительно состоит из оксида алюминия или аморфного алюмосиликата; он также может содержать оксид бария, оксид магния, оксид циркония, оксид титана, глину или сочетание этих оксидов. Гидро-дегидрирующая функция осуществляется предпочтительно по крайней мере одним металлом или соединением металла из группы молибдена, вольфрама, никеля или кобальта.
Обычно можно использовать сочетание металлов группы V (например, молибдена и/или вольфрама) Периодической системы элементов.
Этот катализатор может содержать фосфор: действительно известно, что соединение дает два преимущества катализаторам гидрообработки: легкость получения, например, при пропитке растворами никеля и молибдена, и лучшую активность гидрирования.
Предпочтительными являются катализаторы NiMo на оксиде алюминия, NiMo на оксиде алюминия, содержащем дополнительно бор и/или фосфор, и NiMo на алюмосиликате.
Целесообразно выбирать η или γ- оксид алюминия.
Суммарная концентрация оксидов металлов VI и VIII групп лежит между 5 и 40 мас.%, предпочтительно между 7 и 30%, а массовое отношение, выраженное в оксидах металлов, между металлом/ами/ VI группы и металлом/ами/ VIII группы находится между 20 и 1,25, предпочтительно между 10 и 2. Концентрация оксида фосфора P2O5 будет ниже 15 мас.%, предпочтительно 10 мас.%.
Во время первой стадии использование катализатора гидрирования в соответствующих термодинамических и кинетических условиях позволяет значительно снизить содержание ароматических полициклических конденсированных углеводородов.
В этих условиях значительная часть азотсодержащих продуктов загрузки также претерпевает превращения. Эта операция, следовательно, позволяет удалить два типа соединений, про которые известно, что они являются ингибиторами цеолитных катализаторов.
На этой первой стадии работают при температурах, лежащих между 350 и 430oC, предпочтительно между 370 и 410oC, при давлениях между 5 и 20 МПа, предпочтительно между 7 и 15 МПа, с пространственными скоростями, лежащими между 0,1 и 5 час-1, предпочтительно между 0,3 и 1,5 час-1.
Преимущество способа на этом этапе заключается в том, что можно выбирать температуру в зависимости от желаемого коэффициента вязкости базового масла, выходящего из этой стадии, который предпочтительно составляет 90-130, лучше 90-120, даже 90-110.
Продукт, полученный на выходе первой стадии, подают на второй катализатор второй стадии. Предпочитают подавать поток на вторую стадию без промежуточного отделения аммиака и сероводорода. Такое разделение может быть предусмотрено в другом варианте осуществления способа.
Катализатор второй стадии в основном состоит из цеолита, носителя и должен выполнять гидро-дегидрирующую функцию. Гидро-дегидрирующая функция обеспечивается сочетанием металлов VI группы /молибдена и/или вольфрама, например/ и металлов VIII группы /кобальт и/или никель, например/ Периодической системы элементов. Этот катализатор также может содержать фосфор.
Суммарная концентрация металлов VII и VI групп составляет 1 - 40 мас.%, предпочтительно 3 - 30 мас.%, и выгодно, чтобы она составляла 8 - 40%, даже 10-40% и лучше 10-30%. Массовое отношение, выраженное в оксидах металлов, между металлом /или металлами/ VI группы и металлом /или металлами/ VIII группы находится между 20 и 1,25, предпочтительно между 10 и 2. Концентрация оксида фосфора /P2O5/ ниже 15%, предпочтительно 10 мас.%.
Носитель выбирают в группе, состоящей из оксида алюминия, оксида кремния, алюмосиликата, оксида алюминия - оксида бора, оксида магния, оксида кремния - оксида магния, оксида циркония, оксида титана, глины, одних или в смеси.
Массовое содержание цеолита составляет 2 - 80%, предпочтительно 3-50% по отношению к готовому катализатору, преимущественно 3-25%.
Цеолит необязательно может быть дополнен элементами металлов, например, металлами из семейства редкоземельных, например, лантаном и церием, или благородными металлами, или неблагородными металлами группы VIII, например, платиной, палладием, рутением, родием, иридием, железом и другими металлами, например, марганцем, цинком, магнием.
Кислый целит HY является особенно предпочтительным и характеризуется различными параметрами: молярное отношение SiO2/Al2O3 находится между 8 и 70, предпочтительно между 12 и 40; содержание натрия ниже 0,15 мас.%, определяемое для цеолита, прокаленного при 1100oC; параметр элементарной кристаллической решетки находится между 24,55 • 10-10 м и 24,24 • 10-10 м, предпочтительно между 24,38 • 10-10 и 24,26 • 10-10 м; емкость CNa захвата ионов натрия, выраженная в граммах натрия на 100 г цеолита, модифицированного, нейтрализованного, потом прокаленного, выше 0,85; удельная поверхность, определенная методом BET, выше 400 м2/г, предпочтительно выше 550 м2/г, способность поглощать пары воды при 25oC при парциальном давлении 2,6 торр /или 34,6 МПа/ более 6%, распределение пор составляет 1 - 20%, предпочтительно 3 - 15% от объема пор, содержащихся в порах диаметром между 20•10-10 и 80•10-10 м, остальной объем пор содержится в порах с диаметром менее 20 • 10-10.
Предпочтительный катализатор содержит никель, молибден, цеолит Y, такой, как определен ранее, и оксид алюминия.
Условия работы, при которых осуществляют эту вторую стадию, являются важными.
Давление следует поддерживать между 5 и 20 МПа, предпочтительно 7-15 МПа, пространственную скорость следует установить между 0,1 час-1 и 5 час-1, предпочтительно между 0,3 час-1 и 1,5 час-1.
Температуру на второй стадии устанавливают таким образом, чтобы получить желаемую вязкостью и индекс вязкости. Она находится между 350 и 430oC, но она находится между 370 и 410oC, например 390oC.
Заявитель неожиданно установил, что вязкость остатка является менее низкой, чем на аморфных катализаторах при том же уровне конверсии.
Таким образом, сочетая регулирование условий первой стадии, которые позволяют получить промежуточные вязкость и индекс вязкости, с регулированием условий второй стадии, которые позволяют установить вязкость и индекс вязкости на желаемом уровне, заявителю удалось получить новым и неожиданным образом гибкий способ получения высоковязких масел, обладающих высокими И.В. , и средних дистиллатов.
Продукт, полученный на второй стадии, затем фракционируют, чтобы получить, с одной стороны, средние дистиллаты, а с другой стороны, остаток, составляющий базовые масла.
Предпочтительно способ осуществляют без рециркуляции остатка, чтобы избежать накапливания полиароматических соединений.
Тем не менее можно осуществлять способ с рециклизацией части остатка на уровне второй стадии. Рециклизуемую фракцию тогда смешивают с продуктом, полученным на первой стадии.
Способ и его преимущества будут лучше понятны из следующих примеров.
Пример 1. В реактор, содержащий аморфный катализатор /15% Mo, 5% Ni, 80% оксида алюминия/, вводят загрузку, состоящую из вакуумного дистиллата, состав которого приведен в табл. 1 (см. табл. 1 и 2 в конце описания). Вводят водород под давлением 14 МПа и при объемном отношении H2/HC = 1300. Пространственная скорость составляет тогда 0,5 час-1. Характеристики полученных масел приведены в табл. 1 в зависимости от температуры.
Пример 2. Загружают во второй реактор, расположенный после этого первого реактора, катализатор, содержащий 12% Mo, 4% Ni, 10% цеолита Y на оксиде алюминия.
Продукт, выводимый из первого реактора, вводят во второй реактор. Давление составляет 14 МПа, продукт циркулирует с пространственной скоростью 1 час-1. Остаток 380oC + рекуперируют и потом разгоняют в вакууме.
Табл. 2 позволяет сравнить способ согласно изобретению со способом в одну стадию на аморфном катализаторе получения высоковязких масел с высоким индексом вязкости /И. В./ /И.В. > 125/ и средних дистиллатов из вакуумного дистиллата.
Установлено, что при идентичной конверсии /68,75/ масло, полученное по способу согласно изобретению, имеет более высокую вязкость /5•10-4 м2/сек вместо 4,5 • 10-4 м2/сек/ и, кроме того, получено при заметно более низких температурах; такое же базовое масло /вязкость 5,0 •10-4 м2/сек и И.В. = 125 /получают вместе со средними дистиллатами в заметно большем количестве по способу согласно изобретению/ 47,5% против 41,2%, или прирост более 15%/; повышение выхода конверсии в способе согласно изобретению проходит без ущерба для вязкости депарафинированного базового масла; выход средних дистиллатов может повыситься на 10% без изменения вязкости.
Пример 3. В реактор, содержащий тот же катализатор, что и в примере 1, и в тех же условиях давления, H2/CH и пространственной скорости вводят деасфальтизованный вакуумный остаток /вязкость которого при 100oC обычно лежит между 25•10-4 и 90 • 10-4 м2/сек/.
Характеристики базовых масел, полученных из остатка с вязкостью 50 • 10-4 м2/сек/, приведены в табл. 2 в зависимости от температуры. Остаток 380oC + разгоняют таким образом, чтобы получить масло "брайтсток", очень вязкое /вязкость при 100oC выше или равна 32•10-4 м2/сек/.
Пример 4. Обрабатывают продукт, полученный в примере 3, по методике примера 2. Результаты представлены в табл. 2.
Табл. 2 позволят сравнить способ согласно изобретению с одностадийным способом на аморфном катализаторе получения очень вязких масел "брайтсток" / вязкость ≥32 • 10-4 м2/сек/ и средних дистиллатов из вакуумного деасфальтизованного остатка.
Видно, что такие масла могли быть получены по способам на аморфном катализаторе только с низкими конверсиями /< 40%/, потому что промышленная разгонка при 700oC является практически невозможной.
Напротив, в способе согласно изобретению подходящие температуры /порядка 570-590oC/ позволяют получить эти очень вязкие масла. Вместе с тем количество средних дистиллатов устанавливаются в широкой гамме.
Приведенные выше примеры показывают большую гибкость способа согласно изобретению, что позволяет при эксплуатации, в зависимости от выбранных загрузки и условий работы, получать большую гамму базовых масел наряду с лучшим качеством средних дистиллатов.
Так, точка копоти керосинов, полученных в примерах 2 и 4, больше 25 мм, тогда как она имеет значение порядка 20 в примерах 1 и 3.
Содержание ароматики в газойлях ниже 10% в примерах 2 и 4, тогда как оно равно 20% в примерах 1 и 3.
Пример 5 (сравнительный пример). Подают продукт, полученный в примере 1, во второй реактор, содержащий катализатор из 15% Mo, 5% Ni и алюмосиликата /48% оксида алюминия и 32% оксида кремния/.
Давление составляет 14 МПа, пространственная скорость 1 час-1.
Характеристики полученного продукта даны в табл. 1.
Этот опыт, проведенный в условиях патента США 3642612 из уровня техники, показывает, что изобретение, описанное в настоящей заявке, приводит к новым и неожиданным результатам по сравнению с известной технологией.

Claims (17)

1. Способ получения средних дистиллатов и базовых масел, имеющих индекс вязкости 95-150 путем обработки тяжелых углеводородных нефтяных фракций, заключающийся в том, что на первой стадии фракцию контактируют с катализатором, содержащим на аморфном носителе по крайней мере один элемент группы VI и по крайней мере один элемент группы VIII при температуре 350-430oС, при давлении 5-20 МПа, часовой пространственной скорости 0,1-5,0 ч-1 и таком количестве введенного водорода, что объемное отношение водород/углеводороды составляет 150-2000, продукт, выходящий из первой стадии, контактируют на второй стадии с катализатором, содержащим на носителе по крайней мере один элемент VI группы, по крайней мере один элемент VIII группы при температуре 350-430oС, при давлении 5-20 МПа, часовой пространственной скорости 0,1-5,0 ч-1 и фракционируют продукт, выходящий из второй стадии на средние дистиллаты и остаток, содержащий базовые масла, отличающийся тем, что на второй стадии используют катализатор, дополнительно содержащий цеолит У.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что тяжелые фракции выбраны из группы, состоящей из вакуумных дистиллатов, деасфальтизированных масел, их смесей.
3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что аморфный носитель выбран из группы, состоящей из оксида алюминия и оксида кремния-оксида алюминия.
4. Способ по пп. 1-3, отличающийся тем, что аморфный носитель содержит по крайней мере одно из соединений, выбранных из группы, состоящей из оксида бора, оксида магния, оксида циркония, оксида титана и глины.
5. Способ по пп. 1-4, отличающийся тем, что катализатор первой стадии содержит также фосфор, из расчета менее 15 мас.% оксида фосфора.
6. Способ по пп. 1-5, отличающийся тем, что катализатор первой стадии содержит по крайней мере один металл группы VIII, выбранный среди никеля и кобальта, и по крайней мере один металл группы VI, выбранный среди молибдена и вольфрама.
7. Способ по пп. 1-6, отличающийся тем, что в катализаторе первой стадии суммарная концентрация оксидов металлов групп VI и VIII составляет 5-40 мас. % при массовом отношении, выраженном через оксиды металлов группы VI к оксидам металлов группы VIII, лежащем между 20 и 1,25.
8. Способ по пп. 1-7, отличающийся тем, что на первой стадии температура равна 370-410oС, давление составляет 7-15 МПа, пространственная скорость равна 0,3-1,5 ч-1, а объемное отношение Н2/углеводороды составляет 500-1500.
9. Способ по пп. 1-8, отличающийся тем, что катализатор второй стадии содержит по крайней мере один металл VIII группы, выбранный среди никеля и кобальта, и по крайней мере один металл VI группы, выбранный среди молибдена и вольфрама.
10. Способ по пп. 1-9, отличающийся тем, что катализатор второй стадии также содержит фосфор.
11. Способ по пп. 1-10, отличающийся тем, что суммарная концентрация оксидов металлов в катализаторе второй стадии составляет 1-40 мас.%, а массовое отношение, выраженное в оксидах металлов VI группы к оксидам металлов VIII группы, составляет между 20 и 1,25.
12. Способ по пп. 1-11, отличающийся тем, что в катализаторе второй стадии носитель выбран из группы, состоящей из оксида алюминия, оксида кремния, оксида кремния - оксида алюминия, оксида алюминия-оксида бора, оксида магния, оксида кремния-оксида магния, оксида циркония, оксида титана и глины, одних или в смеси.
13. Способ по пп. 1-12, отличающийся тем, что массовое содержание цеолита составляет 2-80%.
14. Способ по пп. 1-13, отличающийся тем, что цеолит дополнен металлическими элементами, выбранными из группы, состоящей из металлов семейства редкоземельных металлов VIII группы, марганца, цинка и магния.
15. Способ по пп. 1-14, отличающийся тем, что на второй стадии температура составляет 370-410oС, давление составляет 7-15 МПа, а пространственная скорость 0,3 - 1,5 ч-1.
16. Способ по пп. 1-15, отличающийся тем, что катализатор второй стадии содержит 3-25 мас.% цеолита и 10-40 мас.% оксидов металлов VIII и VI групп.
17. Способ по пп. 1-16, отличающийся тем, что базовое масло, полученное на первой стадии, имеет коэффициент вязкости между 90 и 130.
RU94037956A 1993-10-25 1994-10-24 Способ получения средних дистиллатов и базовых масел RU2135549C1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9312856A FR2711667B1 (fr) 1993-10-25 1993-10-25 Procédé pour la production améliorée de distillats moyens conjointement à la production d'huiles ayant des indices de viscosité et des viscosités élevés, à partir de coupes pétrolières lourdes.
FR9312856 1993-10-25

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU94037956A RU94037956A (ru) 1996-09-10
RU2135549C1 true RU2135549C1 (ru) 1999-08-27

Family

ID=9452297

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU94037956A RU2135549C1 (ru) 1993-10-25 1994-10-24 Способ получения средних дистиллатов и базовых масел

Country Status (9)

Country Link
US (1) US5525209A (ru)
EP (1) EP0649896B1 (ru)
JP (1) JP3564581B2 (ru)
KR (1) KR100309488B1 (ru)
CA (1) CA2134281C (ru)
DE (1) DE69424247T2 (ru)
ES (1) ES2148297T3 (ru)
FR (1) FR2711667B1 (ru)
RU (1) RU2135549C1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2642446C1 (ru) * 2017-03-17 2018-01-25 Открытое акционерное общество "НОВОШАХТИНСКИЙ ЗАВОД НЕФТЕПРОДУКТОВ"(ОАО "НЗНП") Способ получения смазывающего материала
RU2781062C1 (ru) * 2021-08-11 2022-10-04 Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") Способ получения базового масла

Families Citing this family (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6592748B2 (en) 1996-06-28 2003-07-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Reffinate hydroconversion process
US5976353A (en) * 1996-06-28 1999-11-02 Exxon Research And Engineering Co Raffinate hydroconversion process (JHT-9601)
US6325918B1 (en) 1996-06-28 2001-12-04 Exxonmobile Research And Engineering Company Raffinate hydroconversion process
US5935416A (en) * 1996-06-28 1999-08-10 Exxon Research And Engineering Co. Raffinate hydroconversion process
US6974535B2 (en) 1996-12-17 2005-12-13 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroconversion process for making lubricating oil basestockes
US6096189A (en) * 1996-12-17 2000-08-01 Exxon Research And Engineering Co. Hydroconversion process for making lubricating oil basestocks
US5935417A (en) * 1996-12-17 1999-08-10 Exxon Research And Engineering Co. Hydroconversion process for making lubricating oil basestocks
FR2778344B1 (fr) * 1998-05-06 2000-06-16 Inst Francais Du Petrole Catalyseur a base de zeolithe beta et d'element promoteur et procede d'hydrocraquage
FR2778343B1 (fr) 1998-05-06 2000-06-16 Inst Francais Du Petrole Catalyseur a base de zeolithe y non globalement desaluminee, de bore et/ou de silicium et procede d'hydrocraquage
EP0955093B1 (fr) * 1998-05-06 2003-09-03 Institut Francais Du Petrole Catalyseur à base de zéolithe bêta et d'element promoteur et procédé d'hydrocraquage
FR2778345B1 (fr) * 1998-05-06 2000-11-24 Inst Francais Du Petrole Catalyseur a base de zeolithe y contenant du bore et/ou du silicium, utilisable en hydrocraquage
BR9901875A (pt) * 1998-05-13 2000-05-09 Inst Francais Du Petrole Processo para a melhora do ponto de escoamento e catalisador à base de pelo menos um zeólito mtt,ton, fer.
FR2797883B1 (fr) * 1999-08-24 2004-12-17 Inst Francais Du Petrole Procede de production d'huiles ayant un indice de viscosite eleve
FR2808028B1 (fr) * 2000-04-21 2003-09-05 Inst Francais Du Petrole Procede flexible de production de bases huiles avec une zeolithe zsm-48
CZ20031691A3 (cs) 2000-12-19 2003-11-12 Shell Internationale Research Maatschappij B. V. Způsob přípravy vřetenového oleje, lehkého strojního oleje a středního strojního oleje jakosti foukaného oleje z vařákových frakcí z procesu hydrokrakování paliv
FR2830870B1 (fr) * 2001-10-15 2006-12-29 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydrocraquage"une etape" de charges hydrocarbonees a fortes teneurs en azote
ATE461264T1 (de) 2003-06-23 2010-04-15 Shell Int Research Verfahren zur herstellung eines schmierbaseöls
WO2005000999A1 (en) * 2003-06-27 2005-01-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process to prepare a lubricating base oil
EP1720961B1 (en) 2004-03-02 2014-12-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process to continuously prepare two or more base oil grades and middle distillates
WO2006067176A1 (en) * 2004-12-23 2006-06-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process to prepare a lubricating base oil
JP4769110B2 (ja) * 2006-03-30 2011-09-07 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 ワックスの水素化分解方法
RU2463108C2 (ru) * 2007-08-27 2012-10-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Композиция аморфного алюмосиликата и способ получения и использования такой композиции
SG175266A1 (en) 2009-04-21 2011-11-28 Albemarle Europe Sprl Hydrotreating catalyst containing phosphorus and boron
US8557106B2 (en) 2010-09-30 2013-10-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrocracking process selective for improved distillate and improved lube yield and properties
CN103597057B (zh) 2011-04-21 2015-11-25 国际壳牌研究有限公司 有关产品物流分离的改进
WO2012143552A1 (en) 2011-04-21 2012-10-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for preparing a suspension of solid biomass particles in a hydrocarbon-containing liquid and converting the suspension
WO2012143572A1 (en) 2011-04-21 2012-10-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for regenerating a coked catalytic cracking catalyst
AU2012245156A1 (en) 2011-04-21 2013-10-31 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for converting a solid biomass material
US8779225B2 (en) 2011-04-21 2014-07-15 Shell Oil Company Conversion of a solid biomass material
WO2012143568A2 (en) 2011-04-21 2012-10-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Liquid fuel composition
CN103582691B (zh) 2011-04-21 2016-11-16 国际壳牌研究有限公司 转化固体生物质材料的方法
JP2014511936A (ja) 2011-04-21 2014-05-19 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 固体バイオマス材料を転化させる方法
WO2012143551A1 (en) 2011-04-21 2012-10-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for converting a solid biomass material
CA2855584A1 (en) 2011-11-14 2013-05-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for conversion of a cellulosic material
WO2013102070A2 (en) 2011-12-30 2013-07-04 Shell Oil Company Process for converting a solid biomass material
US20130178672A1 (en) 2012-01-06 2013-07-11 Shell Oil Company Process for making a distillate product and/or c2-c4 olefins
WO2013160253A1 (en) 2012-04-23 2013-10-31 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for converting a solid biomass material
WO2014098820A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Research And Engineering Company Mesoporous zeolite -y hydrocracking catalyst and associated hydrocracking processes
FR3027913A1 (fr) 2014-11-04 2016-05-06 Ifp Energies Now Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape de viscoreduction, une etape de maturation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls a basse teneur en sediments
FR3036704B1 (fr) 2015-06-01 2017-05-26 Ifp Energies Now Procede de conversion de charges comprenant une etape de viscoreduction, une etape de precipitation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3385781A (en) * 1965-04-01 1968-05-28 Exxon Research Engineering Co Hydrocracking process
NL166494C (nl) * 1969-04-10 1981-08-17 Standard Oil Co Werkwijze voor het hydrokraken van een mengsel van petroleumkoolwaterstoffen, dat boven 180 graden c kookt en 1 tot 3000 mg/kg stikstof bevat.
CA938236A (en) * 1970-01-26 1973-12-11 P. Gallagher James Preparation of lubricating oils of high viscosity and low aromatic content
DE3366278D1 (en) * 1982-08-09 1986-10-23 Mobil Oil Corp A process and catalyst composition for upgrading a hydrocarbon feedstock
US4689137A (en) * 1984-08-24 1987-08-25 Union Oil Company Of California Hydrocracking catalyst of improved activity
EP0182216A3 (en) * 1984-11-20 1988-02-03 Union Oil Company Of California Hydrocracking catalyst with reduced zeolite content
US4797195A (en) * 1988-02-26 1989-01-10 Amoco Corporation Three zone hydrocracking process
US4940530A (en) * 1989-02-21 1990-07-10 Amoco Corporation Two-stage hydrocarbon conversion process
US4875991A (en) * 1989-03-27 1989-10-24 Amoco Corporation Two-catalyst hydrocracking process
US5198099A (en) * 1991-08-12 1993-03-30 Exxon Research And Engineering Company Three-stage process for producing ultra-clean distillate products

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2642446C1 (ru) * 2017-03-17 2018-01-25 Открытое акционерное общество "НОВОШАХТИНСКИЙ ЗАВОД НЕФТЕПРОДУКТОВ"(ОАО "НЗНП") Способ получения смазывающего материала
RU2781062C1 (ru) * 2021-08-11 2022-10-04 Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") Способ получения базового масла

Also Published As

Publication number Publication date
RU94037956A (ru) 1996-09-10
JP3564581B2 (ja) 2004-09-15
EP0649896A1 (fr) 1995-04-26
DE69424247T2 (de) 2000-09-07
EP0649896B1 (fr) 2000-05-03
KR950011594A (ko) 1995-05-15
CA2134281A1 (fr) 1995-04-26
ES2148297T3 (es) 2000-10-16
DE69424247D1 (de) 2000-06-08
FR2711667A1 (fr) 1995-05-05
KR100309488B1 (ko) 2001-12-28
CA2134281C (fr) 2005-08-02
JPH07179864A (ja) 1995-07-18
FR2711667B1 (fr) 1996-02-02
US5525209A (en) 1996-06-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2135549C1 (ru) Способ получения средних дистиллатов и базовых масел
JP2969062B2 (ja) プレミアム異性化ガソリン生成用水素化処理方法
NL193661C (nl) Koolwaterstofomzettingswerkwijze en -katalysatoren.
NL193655C (nl) Samenstelling met een aluminosilicaat-zeoliet alsmede werkwijze voor het omzetten van koolwaterstoffen onder toepassing van een katalysator op basis van die samenstelling.
US5439860A (en) Catalyst system for combined hydrotreating and hydrocracking and a process for upgrading hydrocarbonaceous feedstocks
KR970001186B1 (ko) 탄화수소 오일의 수소화 방법 및 이로부터 얻은 케로젠 분획물, 순환오일 또는 수소화 분해 생성물
EP1547683B1 (en) Hydrocracking catalyst and process for production of liquid hydrocarbons
EP0947575B1 (en) A process for hydrocracking a heavy distillate oil under middle pressure
US5364514A (en) Hydrocarbon conversion process
RU2100074C1 (ru) Композиция, пригодная для использования в качестве основного катализатора гидрогенизационных процессов, каталитическая композиция для превращения углеводородных нефтепродуктов и способ превращения углеводородов нефтепродуктов
US20060009666A1 (en) Hydrogenation of aromatics and olefins using a mesoporous catalyst
EP0449144A2 (en) Catalyst composition for hydrotreating of hydrocarbons and hydrotreating process using the same
JP3311219B2 (ja) 水素添加分解触媒とその製造方法
JPH03181595A (ja) 炭化水素油の変換方法
JP2008297452A (ja) アルキルベンゼン類の製造方法
JPH11156198A (ja) 中質留出油生産のための水素化分解触媒
KR100601822B1 (ko) 가스유 유분의 세탄 지수를 개선시키는 방법
JP3994236B2 (ja) 脱アルミニウム化された少なくとも２つのゼオライトｙを含む触媒、および該触媒を用いる石油留分の従来の水素化転換方法
US5232578A (en) Multibed hydrocracking process utilizing beds with disparate particle sizes and hydrogenating metals contents
JPS5824352A (ja) 結晶質シリカゼオライト含有触媒及びそれを使用する炭化水素の水素化処理
JPH11290687A (ja) 炭化水素油の水素化分解触媒および水素化分解方法
JP3994237B2 (ja) 脱アルミニウム化された少なくとも２つのゼオライトｙを含む触媒を用いる石油留分の温和な水素化クラッキング方法
JPS60219295A (ja) 重質炭化水素油の水素化処理方法
AU676338B2 (en) Process for hydrocracking hydrocarbons
JP2008297436A (ja) 超低硫黄燃料油の製造方法とその製造装置